线路阻抗（精选3篇）
线路阻抗 篇1
摘要：提出一种T接线输电线路零序阻抗参数带电测量新方法。详细介绍了该带电测量方法的测量原理与数学模型,并给出带电测量时T型线路的运行方式,通过获取测量源与利用全球卫星定位系统(GPS)作为异地测量的同步信号。通过数字仿真进行验证,仿真结果表明该带电测量方法是可行的,测量结果准确,完全能满足工程测量要求。
关键词：GPS,T型输电线路,零序阻抗,带电测量
0 引言
随着电力系统规模的发展,发电厂(变电站)出线增多,T接线输电线路越来越多[1,2]。T型输电线路的零序阻抗会影响到线路故障状态,特别是影响零序电流的大小,对零序电流保护的影响极大[3,4]。由于T型线路的零序阻抗受到很多因素的影响,如线路走向、零序电流流经区域的接地电阻率等。理论计算值无法满足继电保护整定值计算的精度要求,若采用计算值作为整定计算的依据,会使保护在系统故障时产生拒动或误动,这直接威胁到系统的安全与稳定运行。因此继电保护整定的规定指出:架空线路和电缆的零序阻抗、其他对继电保护影响较大的参数应使用实测值。
传统的确定输电线路零序参数的方法有公式计算法[5]和停电测量法[6];由于计算公式中涉及到大地电阻率等不确切参数,因此公式计算结果是不准确的。停电测量法测量T型线路参数的方法要求被测线路停电,要对T型线路停电进行测量经常是不可能的。因此,寻求一种新的T型线路参数带电测量方法,开发相应的测试系统,不仅具有重要的理论价值,而且具有很大的经济与社会效益。本文提出了一种T型线路零序阻抗参数带电测量方法,研制了基于GPS的T型输电线路零序阻抗参数带电测量装置,可实现T型输电线路带电运行时零序阻抗参数的准确测量。
1 带电测量数学模型与测量方法
1.1 数学模型
T型输电线路模型如图1所示。其中,rn为第n条支路的电阻,Ln为第n条支路的电感,其中n=1,2,3,i1,i2,i3分别为各支路零序电流瞬时值,u1,u2,u3分别为各支路端点处的零序电压瞬时值,uT是T触点处的零序电压瞬时值。
由图1可列写出T型输电线路微分方程组如下:
用[in(k+1)-in(k-1)]/2Ts代替微分方程组
中的导数项;其中:n=1,2,3。将微分方程组(1)写成离散形式:
其中:ni(k-1)、in(k)为零序电流注入后的电流信号相邻两个采样时刻零序电流的瞬时采样值;un(k-1)、u n(k)为零序电流注入后电压信号相邻两个采样时刻零序电压的瞬时采样值;Ts为采样周期。
1.2 带电测量方式
带电测量时,T型输电线路的运行方式如表1所示。
1.3 微分方程组求解
对于微分方程组(2),按表1中任一种运行方式产生采样测量数据,任取3个相邻的采样点k-1、k、k+1对应的零序电压和零序电流采样值,得到2个独立方程;另取3个相邻的采样点k、k+1、k+2对应的零序电压和零序电流采样值,再得到2个独立方程;每种独立的测量方式可得到4个独立方程;再按表1中其它任何一种或一种以上的运行方式产生采样数据,得到4个或4个以上的独立方程;这样至少得到8个独立的方程,采用最小二乘法,解出6个未知的零序参数:r1,L1,r2,L2,r3,L3。
用最小二乘法求解,得
式(3)中:
式(3)中,电流和电压瞬时采样值的上标p为独立的测量次数,2≤p≤3,下标为支路编号;k为采样点数;Ts为采样周期。
2 测量步骤
T型输电线路零序阻抗参数带电测量方法,包括以下步骤:
(1)通过T型线路上的继电保护装置断开带电运行的T型线路的任一支路的单相开关,造成缺相运行,由负荷电流供给测量用的零序电流,0.5~1 s后,再通过T型线路上的自动重合闸装置恢复线路正常运行的方法,来产生供带电测量用的零序大电流[7]。带电测量时,T型输电线路的运行方式如表1所示。
(2)利用全球卫星定位系统的授时功能获得误差小于1μs的时间基准,在全球卫星定位系统时间同步下,同时采集零序电流注入前后各支路的零序电流瞬时值和各支路端点处的零序电压瞬时值,并以文件的方式存入采集装置中。
(3)在测量完成后,利用网络将各测量点的数据汇总到中心计算机中。中心计算机在得到T型输电线路的零序电流和零序电压采样数据后,采用微分方程法[8,9]来计算T型输电线路的零序阻抗参数。
3 测量系统硬件构成
T型输电线路零序阻抗参数带电测量系统[9],由GPS天线与OEM板、信号输入接线端子、信号变送器、嵌入式DSP同步数据采集卡、开出量卡、继电器输出接口、嵌入式PC卡、电源卡、电源信号总线底板、液晶显示器、硬盘、键盘、鼠标和机箱构成。
带电测量系统硬件构成如图2所示。
4 数字仿真结果
为检验本文所提带电测量方法的正确性,进行了数字仿真计算。仿真的T接线线路的零序阻抗参数如表2所示。
数据采样率为80点/周波的仿真计算结果如表3所示。从表3的仿真结果可以看出,本文提出的带电测量方法原理正确,测量结果准确,具有工程应用价值。
5 结论
本文提出的T型接线输电线路零序阻抗参数带电测量方法以及研制的带电测量系统,经过数字仿真试验,证明是正确可行的,测量结果完全满足工程要求。该方法及测量系统除了可用于T接线输电线路零序参数的带电测量外,也同样适用于T接线输电线路完全停电时的零序参数测量。
参考文献
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线路阻抗 篇2
电力系统在“黑启动”的运行中,需要通过逐级连接沿途电气设备,将仅存在“孤岛”上可自启动的尚存电能引导到其他不能自启动的发电设备上,恢复并重构整个电网的联网运行和电能供应。在该运行过程中,电气设备特别是输电线路将经历单边系统首先合闸后的短暂运行状态,在这种运行状态下,输电线路处于单电源供电的运行环境下[1]。
基于单电源下输电线路继电(纵联)保护的运行环境将面临着不同于双电源条件下的类似状态,并由此将对各种保护产生不同程度的影响。这些影响可能使相关的继电(纵联)保护发生在正常运行状态下不可能出现的误动或者拒动失误,使系统运行方式更加频繁地发生着非预期的扰动过程并因源单独合闸到无负荷的输电线路上时,实际反应为此严重地迟滞系统恢复正常运行的进程[2]。当单电源只对线路分布电容进行充电的状态变化过程,并因此可能造成电流差动保护误动。在系统恢复的过程中,由于等效系统阻抗非常巨大,并且系统的短路电流/功率明显偏低,使系统的实际运行状态远偏离系统可接受的最小运行方式所设定控制调节区域,最终造成按照正常设置的保护整定不能较好适应,保护将可能因此失误[3,4]。由于在非电源侧所获得的电气信号较弱,使该侧的方向继电器不能确保正确工作,在故障识别时可能无法配合保护动作而退出。此外,在配电网络中也会遇到大量单电源辐射型传输线路的继电(纵联)保护问题[5,6,7]。
依据文献[8],虽基于正常双电源下故障分量的电流相量差动算法在(超)长距离超/特高压输电线路的保护中,通过合理设置线路电容的补偿方法可获得明显高的灵敏度及选择性,但在单电源的运行环境和空投于含故障的线路环境下,其保护性能仍无法满足实际电力系统的保护要求。
为进一步探索纵联阻抗在实际输电线路运行环境中特别是基于单电源环境下的性能特点,本文通过充分分析基于单电源下输电线路纵联阻抗阻值变化特性和线路两端电气信号的关联关系后,提出了基于修改的区内故障甄别保护启动门槛下输电线路的纵联保护。根据文献[9]记载,纵联阻抗在输电线路纵联保护中因此能够保持稳定的阻值结果,具备准确的消除相间耦合的算法和较强的抵抗CT饱和的能力,并且在线路正常运行情况下不必考虑线路分布电容的影响,使之成为未来输电线路纵联保护可能研究的主要内容之一。该阻抗还具备其他的特性,相关内容不在此逐一列举。本文主要分析在单电源运行环境下纵联阻抗的阻值特性,进一步扩展该阻抗实际运用面。
本文在第一部分中简单总结了在双电源输电线路下基于文献[9]所载纵联阻抗的各项性能特点,主要有分别在区内、外故障时纵联阻抗的阻值特性,该阻抗在线路正常运行下可忽略长距离线路分布电容所带来的影响等;在第二部分中详细分析基于单电源输电线路下纵联阻抗的各项阻值特性,主要包括分别在区内、外发生故障时纵联阻抗的阻值状态及其性能特征,本文讨论了基于单电源下由长距离输电线路分布电容所产生的影响及补偿方法等;在第三部分中,本文建立了的一条1 000 kV 500 km在单电源下的EMTP仿真输电线路等效模型,并记载了各项仿真试验的结果数据;第四部分为本文的结论部分。
1 基于双电源下纵联阻抗性能简述[9]
为了便于更好阐述在单电源下纵联阻抗及其性能特点,首先回顾一下在双电源下纵联阻抗的各项阻值特征,将文献[9]的内容精简浓缩陈列如下。
图1为基于双电源下R-L单相等效线路模型。图中,m,n为线路两端电气测量点,Zm,Zn为两端等效系统阻抗,z为线路单位长度的阻抗,D为线路全长,d为故障距离(故障位置距m端),线路两端电压、电流故障分量分别示于图1中,分别为故障附加电压、故障电流、故障电阻。为故障位置实际电压。
根据文献[9]所载纵联阻抗定义及阻值分析过程,按照图1(a)所示电压和电流之间的电气关系,可得在区外故障时的纵联阻抗ZopΔ为
同理,按照图1(b)所示,根据线路两端电流故障分量相量和为故障电流的事实,将线路两端电压故障分量、故障电流分别用U F′来表示为
式中,
将式(2)～式(5)带入式(1),这样,可得在区内故障时的纵联阻抗ZopΔ为
由此可知,当发生区内故障时,纵联阻抗ZopΔ的幅值是随故障位置/距离呈线性变化的,因此当获得线路两端纵联阻抗的(计算)阻值后就可准确确定在整个被保护区域内,纵联阻抗阻值的变化情况。在此可以证明线路阻抗是纵联阻抗甄别区内、外故障的阻值分界线。
图2为在考虑长距离输电线路分布电容影响的前提下,将线路分布电容简化集中简化后的单相等效线路模型。
基于考虑线路分布电容影响的前提下,在区外故障时线路两端电流的相量和为线路电容电流。根据图2(a)所示,通过对线路模型进行阻抗串、并联转换及相关电压相量的计算,纵联阻抗ZopΔ为
式中:KC=ZCD/(2Z n′+z D);ZCD=2/jωc D为线路电容容抗;Z n′=Zn ZCD/(Zn+ZCD)。
根据式(1)和式(7)所示内容,只要,则纵联阻抗就可以在忽略线路电容影响的前提下可正确分辨区内、外故障。为了定性分析系统阻抗和线路分布电容的关系,设定忽略在线路阻抗和系统阻抗中的电阻数值,这样可得
这样,对于所设条件能够转换表示为
根据本文所用1 000 kV 500 km EMTP仿真模型线路参数,转换式(9)后可知,只要系统阻抗满足
纵联阻抗就可在不考虑补偿线路分布电容影响的前提下完成对所发生各种故障的甄别任务。按照电力系统运行控制要求,系统的短路功率不得小于该输电线路的自然传输功率,而后者受制于该线路的特征阻抗。上述线路模型的特征阻抗为
由此可知,由于纵联阻抗对系统阻抗的限制要求宽于该输电线路的特征阻抗,因此在系统各种正常的运行控制方式下,系统的等效阻抗必不会大于该输电线路的特征阻抗,自然满足阻值限制条件:
反之,在式(12)的阻值限制条件不能被满足时,说明该系统的短路功率小于被保护线路的自然传输功率,应定义为弱系统(包括后面所提单电源系统)。这样,输电线路的电容电流将在系统的总输出电流中占据相当大的百分比,加大了纵联阻抗计算式分母项的结果,促使纵联阻抗的计算阻值发生超越并可能因此引起纵联保护误动。这样纵联阻抗就不能忽略线路分布电容的影响,需采取措施解决上述影响。通常解决的方法有两种:(1)补偿线路电容的影响;(2)适当提高保护启动动作的门槛。
根据文献[8]所载,在500 kV 340 km的输电线路运行环境下故障分量的电流差动保护就需要通过补偿线路电容的方法来维持其必要的故障识别灵敏度和选择性;而纵联阻抗在1 000 kV 500 km的输电线路运行环境下仍不必进行线路电容补偿确保稳定的故障识别灵敏度和选择性,说明纵联阻抗具有较电流差动保护明显更强的抗线路分布电容能力。电流差动保护需根据实际系统运行情况设置算法的定值和制动系数,因此受系统运行状态影响明显,并且在(超)长距离输电线路的保护中必须使用电容补偿方法[8]。纵联阻抗只依靠线路阻抗固定值就能明确分辨故障,在系统正常运行状态下基本不受系统运行状态影响。总之,纵联阻抗在保护性能上明显优于电流差动保护。
图3为基于a相区内单相接地故障时R-L三相等效线路模型。图4为零序线路模型。
图3、图4中,Z1m,Z1n为两端等效系统正序阻抗,zs,zm,z1,z0分别为线路单位长度的自阻抗、互阻抗、正序阻抗和零序阻抗;为故障点零序电压、零序电流及零序故障电阻。
基于文献[7]所记载,通过图3和图4所示的电气连接关系,建立在各相电气状态数据上,并通过以线路两端零序电压替换线路两端零序电流,最后获得彻底消除相间耦合基于输电线路正序参数的纵联阻抗ZopΔϕ及简化的单相线路模型如式(13)和图5所示。
2 基于单电源下纵联阻抗
2.1 纵联阻抗的性能分析
当系统处于某种特殊的运行方式(如当整个电网由于某种原因发生崩溃后,为了尽快恢复电能供应而必需开启系统“黑启动”过程)时,原来担任电能调度和潮流平衡的各输电线路主干线都将可能分别经历在单电源驱动下不寻常的运行控制工况。
由于在“黑启动”的运行和控制过程中,不仅涉及上面所述的单电源运行工况及由此对运行其中的继电(纵联)保护所带来的各种特殊保护要求,而且输电线路可能所承担的主要负荷也仅仅为帮助众多不能自启动的发电厂及所属的发电机组恢复发电所必须运行的少数和小容量辅助电气设备。如供发电机正常运行的各种给水、冷却、燃料输送等的小型电动机负荷和照明电器、控制设备和保护设备等其他小型厂用电气设备负荷。这些负荷的用电容量必然(远)小于输电线路的自然传输容量,根据文献[9]所载内容可知,当系统阻抗(远)大于该输电线路的特征阻抗时,该系统可确定为(较)弱系统。此时,输电线路将处于(严重)偏离最小运行方式下的非正常状态。在极端状态下,系统完全可能投入到无负荷的空载输电线路中;此外,系统在正常合闸及异步重合闸时,会遇到对端无负荷情况,此时的系统阻抗将因此可能是无穷大。
从图2(b)可以看出,根据对负荷特性的定性分析和负荷阻值的概率统计,通常将线路外所承担的系统负荷归为基于集中参数下串联感性负荷(其中感抗幅值将远大于电阻值)。当这个负荷的阻抗幅值相对较大时,可以认为所流过(负荷)电流的幅值比较小,在工程测量中无法可靠计量而被确定为扰动性(干扰)信号,并经常忽略不计,因此可以认为在高阻无源侧的电流传感器上所测得的电流数据可被定性划为“零”。这样,在区内故障时,线路上通过电流的相量和,包括故障电流和线路电容电流等都是由线路的有源方系统电源提供的。而在考虑线路电容存在的前提下,依据图2(b)所示,式(5)则可转换表示为
式中,Z′m=Zm ZCD/(Zm+ZCD)。
由式(15)和图2(b)可以看出,在单电源运行控制关系下,当n侧的系统阻抗阻值较大时,从故障点到n端之间的部分线路阻抗及无源侧的线路容抗必然会构成RLC串联电路模型。基于工频量和线路参数可知,无论故障发生在区内何处,故障右侧部分线路(感性)阻抗的幅值必然小于同侧线路容抗的幅值,属于感抗幅值小(欠)于容抗幅值的欠谐振电气状态。这样可以得到
根据图1(b)和图2(b)所示,可以分别得出基于双电源和单电源下在单相等效电路模型中各相关电气信号的相量关系示意图,如图6所示。
根据文献[9]所记载纵联阻抗的定义,结合图6(a)所示在双电源下当发生区内故障时,分别从线路两端测量点到故障点电压故障分量之差的幅值关系可分别表示为
根据图6(a)所示,在故障位置的电压故障分量其幅值最大。随着观察位置远离故障点,电压故障分量的幅值与观察位置到故障点的距离呈绝对单调下降的数值变化关系,直到输电线路外等效系统阻抗的接地点使电压故障分量其幅值降为零为止。由式(2)可知,纵联阻抗其幅值是随故障位置/距离呈线性变化的。式(17)和式(18)在数值变化上具有相同的上下数值界限并且两者之和恒等于其数值限制的上限——线路阻抗的幅值。同时,基于各种电压等级的(输电)线路及其线路基本参数配置条件下,这两个电压差的相量具有基本相同/相近的相角关系,这样在上述两组阻抗数据间可建立相对稳定的阻值变化互补关联关系,因此取其任意一个阻值变化的上限为纵联阻抗甄别故障的分界线均可。当故障发生在单电源下输电线路区内时,在高阻无源侧所形成的RLC串联电路中,由于在任何状态下线路电容容抗的幅值都比线路右侧部分(故障点至无源侧电气测量点的)线路(感性)阻抗的幅值大,并且容抗的相角和感抗的相角呈现反相状态,通过图6(b)所示,造成在阻抗计算式(17)和式(18)中电压差的相位呈现近似反相的相位关系
根据图6(b)所示,在区内故障时,电压故障分量其幅值最大的位置不在故障位置,而在无源侧电气测量端点。这样,由故障位置至输电线路无源侧区外等效系统阻抗的接地点处电压故障分量其幅值在双电源下所呈绝对单调下降的变化关系被破坏了,由此也将可能影响到上述基于双电源下输电线路的运行方式在式(17)和(18)间形成的阻值变化互补关联关系。考虑到各种环境因素和运行方式的影响,鉴于上面所分析式(17)和式(18)的变化特性,假设它们已经失去其阻值变化的互补关联关系,基于单电源下故障分量的输电线路纵联阻抗计算幅值在区内故障时也绝对不可能大于两倍的线路阻抗,因此完全可用两倍线路阻抗为纵联阻抗在单电源条件下甄别故障的保护启动门槛。
由于在单电源的运行环境下无源侧的系统阻抗在通常情况下不能满足式(9)和式(10)的阻值限制要求,当在有源侧区外发生各种类型的故障时,会造成纵联阻抗计算阻值的超越,并由此将必然引起纵联保护的误动,影响系统恢复供电的联网进程。根据上述内容,受到单电源线路网络拓扑结构电气特性的限制,线路的电容电流很可能(基本)由线路有源侧的电源系统来供给,根据所用EMTP仿真线路模型的线路参数,可因此定性地估测该线路上分布电容电流的幅值为
式中,为线路的相额定电压。
从文献[9]可以知道,在输电线路纵联保护的计算组成中,首先以各相电流故障分量的相量和作为纵联保护的启动单元。
式中:分别是考虑长线分布电容影响下线路两端实测电流故障分量;Iset作为纵联保护的动作启动门槛。Iset的作用在于:首先,可屏蔽系统负荷扰动和由远离被保护区域的外部故障所引起的波动干扰并确保纵联阻抗计算阻值的稳定性和可靠性;其次,Iset的设置受技术水平和测量精度的限制,反应为通过传统测量方式所得小信号在数值上的不稳定性。因此现有快速继电(纵联)保护都会对其所使用的电气量规定了适当取值范围和(最小)启动限值要求。随着测量技术和水平的提高,上述动作门槛可因此同步降低。
根据式(14)内容可知,线路分布电容由此造成纵联阻抗的计算阻值发生了超越,因此需要采取措施予以减免。如果需要提高式(21)的启动门槛,根据在晋东南—南阳—荆门1 000 kV特高压交流试验的示范工程中所用电流传感器的变比为4000:1,该保护的启动门槛值将提升至不小于0.4 A(二次侧电流测量值)才可避开线路分布电容所带来的影响,这样将会严重削弱纵联阻抗对高阻故障识别的灵敏度。这里选择的方法是进行工频电容的补偿。
式中,分别是经过补偿后线路两端电流故障分量。将补偿后的各相电流故障分量代入纵联阻抗的计算式(13)中,可在既保证灵敏甄别出区内故障的前提下,又大幅提高区外故障的可靠性。
在本文中选择式(22)所定线路电容的工频补偿方法(当需要特别考虑暂态信号的影响时,还可采用其他补偿方法,如最小二乘矩阵束法)。由此经过线路电容补偿后的纵联阻抗能够满足对可靠并且灵敏甄别故障的要求。
由于受长距离(超、特高压)输电线路分布电容电流的影响,特别在单电源运行条件下,(暂态)电容电流将是严重威胁电流差动保护灵敏度的主要因素。纵联阻抗通过合理的设置补偿方法如式(22)所示,已经有效弥补(暂态)电容电流的影响。因此,式(21)的具体作用和数值设置如式(21)和式(24)第一计算项所述,只是单纯为了屏蔽系统(微量)扰动影响而做,完全不必考虑电容电流、暂态电流及CT饱和等各种因素的影响,相比电流差动保护具有明显高的灵敏度。本文只是为了阐述算法的性质并简化计算的过程,能和电流差动保护形成同质等量的对比,在式(21)中使用的是经过全波傅氏滤波的电流故障分量(在纵联阻抗计算中电容电流补偿前的电流故障分量)。在实际使用中,为了获得更佳的保护效果,完全可以采用其他电流量提取方法,如直接取5 ms采样值电流故障分量的绝对平均值取代式(21)及式(24)的电流相量和(此方法在基于纵联阻抗的模型识别中已经采用[10]),可获得更快的启动速度和更高的故障反应灵敏度,而在故障甄别中遇到的上述干扰因素完全交由纵联阻抗来处理。上述电流提取方法在单电源运行环境下当发生电源侧区外故障时还完全可能提取不出电流数据,这样,式(21)正好可以屏蔽掉区外故障的影响。
有关三相线路模型解耦算法及相关内容和1.1节所载内容完全相同,再此省略不计。
式(21)和电流差动保护存在着本质的区别,根据文献[8]记载,传统的电流差动保护(之一)表达式为
式中:k为制动系数;Idz为固定初值。
根据文献[8]叙述,基于单电源运行条件下,如无电容补偿,要电流差动保护保证在区外故障时无误动,则在区内故障时几乎都将据动。如有电容补偿,在设置较低制动系数和固定初值的前提下可保证准确识别区内外故障,但不能抵抗CT饱和暂态(直流衰减)分量的影响;当设置较高的制动系数和固定初值时,保护将至少在内部相间短路故障时面临着拒动的可能;故障分量的电流差动保护在任何情况下都不能确保兼顾外部故障和内部相间短路故障的甄别,更不能照顾到高阻单相接地故障。因此可以说,在单电源运行环境下,电流差动保护严重受线路电容的影响,存在着原理性的缺陷,基本无法正常使用[8]。
由此可以看出,由于单电源输电线路的自然环境要比双电源的恶劣的多,促使系统的短路容量明显降低,短路电流幅值减少,超高压输电长线分布电容的影响更加明显,造成运行方式严重异常,给保护判据整定造成了一定的困难;同时,系统运行方式的改变增加了系统状态(包括系统阻抗)对保护的影响,其中主要反应在长距离(输电)线路分布电容的影响被扩大。总之,为了确保故障分量纵联阻抗及其保护计算方法在单电源下纵联保护的可靠性,需要提高区内故障阻抗计算幅值的保护动作识别门槛,同时也必然降低其识别故障的灵敏度,这是现有继电(纵联)保护在单电源运行环境下都将必须面临的问题。
在纵联阻抗的计算中,需将线路各个端口测量得到的电压和电流数据同步传送到线路对端。只要输电线路纵联保护能够正常运行,纵联阻抗在电气量提取和传输中除比传统纵联保护的数据交换(通信)量较大以外,没有任何特殊的技术要求,且本文所提纵联阻抗所用故障分量基于单电源下在纵联保护中的使用情况在文献[8]中也被提到,因此不存在任何技术困难。文献[8]已提到,传统的电流差动保护不能适应单电源下的运行环境,实际上,由于电流幅值较小,同样会威胁方向比较纵联保护的稳定使用,甚至是它的可靠性[11]。纵联阻抗虽然需要进行电容补偿,但还可以正常使用,这就是它有别于其他传统纵联保护的优势所在。同样,纵联阻抗保护动作的判据门槛为固定值(两倍线路阻抗),不需要根据系统运行情况进行调整和计算,因此抵抗系统干扰能力较强,反应为计算的可靠性和故障识别的灵敏度优于传统的纵联保护。如遇到特殊的运行环境时可适度降低判据门槛(如降为一倍线路阻抗),以降低保护灵敏度的代价确保更好的保护可靠性。
2.2 输电线路纵联保护
根据第1节和第2.1节的内容,提出了基于故障分量下纵联阻抗在单电源下的输电线路纵联保护。该纵联保护有两个计算项,分别是纵联保护启动项和基于故障分量下的纵联阻抗计算项,这两个计算项通过逻辑与运算联合,表示为
式中:在此纵联保护中利用各相电流故障分量相量和的模数作为启动单元;Iset作为保护动作的最小启动量门槛,固定地取为0.1 A(二次侧电流);纵联阻抗幅值的单位为欧姆(Ω),当其数值小于上述定值时,必为区内故障,线路两侧保护可同时动作,否则为区外故障,保护可靠不动,可成为输电线路纵联主保护的一种备选形式。纵联保护内部故障判别流程如图7所示。
3 仿真验证
在EMTP仿真系统中,线路采用的是分布参数模型,线路电压等级为1 000 kV。电源侧系统参数、输电线路参数、故障电阻和故障位置参见文献[9]。无源侧的等效系统阻抗按照功率为90%,数值以10倍线路阻抗来设置,因此等效系统电阻为1 167Ω,等效系统电感为1 799 mH。
表1为故障分量下接地故障的仿真结果,表2为故障分量下短路故障的仿真结果。在所有仿真结果中,所有仿真计算结果其单位都是Ω。
通过仿真数据可以得到以下的结论:
(1)所建纵联阻抗的动作判据分界线完全适应于单电源下输电线路实际运行情况及由此环境下得到的纵联阻抗计算阻值对故障的识别。
(2)所采用的线路电容工频补偿方法能够满足基于分布参数下输电线路的运行环境及其纵联保护的实际使用需要。
(3)整个数据稳定可靠,分界清晰,从试验的角度验证了上述理论分析的有效性和准确性。
注:凡在数据后面带“*”的为式(24)判别在该分相的保护区内发生了故障。
4 结论
在详细分析对比双电源输电线路和单电源输电线路运行特性差异的前提下,通过准确的数学推导和合理的物理解释,并经过适当的设想和构思,对所提基于故障分量下纵联阻抗算法和纵联保护的动作判据做了适当的调整和修改,对线路分布电容及其影响进行了适当的补偿,保证了该纵联保护能够适应单电源运行条件下输电线路的各种运行环境。通过EMTP仿真验证证明了上述所设纵联保护的动作判据完全能够胜任实际故障甄别的任务。
摘要：在系统分析基于单电源及双电源下输电线路纵联阻抗阻值差异并完整保留原有纵联阻抗推导结论的基础上,合理修改了纵联阻抗电气数据的关联相量关系,并准确地调整了输电线路纵联保护故障甄别的动作门槛以能够扩展并能够适应基于单电源下输电线路的运行环境。该计算方法采用工频故障分量为纵联阻抗的计算电气量,在得到工频线路电容补偿的条件下,当计算得到的阻抗幅值小于设定数值时可断定发生了区内故障;反之可以断定在被保护区内没有发生故障。该算法能有效改进单电源下输电线路纵联保护的性能。在EMTP仿真中,建立了一条1000kV500km单电源输电线路的仿真模型,进行了基于各种故障条件下的仿真验证,仿真结果验证了这个算法在单电源环境下具有足够的稳定性和充分的可靠性。
关键词：输电线路,纵联保护,纵联阻抗,幅值计算
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线路阻抗 篇3
对于超高压和特高压输电线路, 及时准确的故障诊断是非常必要的。输电线路的故障诊断中故障选相起着重要作用, 尤其对于高电阻故障。基于序分量的故障选相方法一直为人们所关注和研究。较早提出的利用故障引起的电压或电流分量变化的故障选相方法效果良好, 但只能用于故障发生后最初1～2个周期;文献[1]提出了一种行波固有频率的特高压输电线路故障选相方法。文献[2]提出来基于暂态量的超高压输电线路故障选相方法;文献[3]中提出了一种基于暂态电流小波熵权的输电线路故障选相方法。文献[4]将小波变换引入了故障相判别。此外还有使用人工智能算法和模糊数学的故障选相[5,6]。
根据理论分析和动态测试可知, 基于序分量的故障选相方法对超高压和特高压输电线路的故障诊断具有较好的性能。但是, 在电网振荡时, 该方法可能会使继电保护误操作[7]。
本研究根据超高压和特高压输电线路中三相导线及序网络图的结构, 提出以零序和负序电流分量相位关系来判别故障相新方法, 用于正常运行时和电网振荡时出现的高电阻故障, 使用RTDS仿真验证方案的有效性。
1 故障选相方法原理
本研究以长度400 km的500 kV输电线路为系统研究对象。系统示意图如图1所示。内部参数含义如表1所示, 分析的故障类型为单相接地故障 (例如A相接地故障, 表示为“A-g”故障) 以及相间接地故障 (例如B、C相间接地故障, 表示为“BC-g”故障) , 因为相间故障 (例如B、C相间故障, 表示为“BC”故障) 不产生零序故障电流或电压分量, 这一特性使其可以通过使用高于正常条件的零分量设置值将它与其他的不平衡故障区分出来[8]。
本研究以A-g和BC-g故障为例, 说明基于负序和零序叠加电流的故障选相方法。从M点继电器观察的三相导线图和故障序网络图如图2所示。
1.1 A-g故障分析
从图2 (a) 中可得:
因此, 在每一端 (例如M端) 测得零序和负序叠加电流分量的相位角 (以δ表示) 仅仅依赖于相应序网络的各自分布系数:
因为X/R比值很高, C2M和C0M近似于实数, 即δ近似为0°, 这一结果引起的最大误差小于10°。
1.2 BC-g故障分析
BC-g相间接地故障的序网络图如图2 (b) 所示。对于BC-g故障, 在M端测得的角度δ可以表示如下:
一般来说, 接地电阻Rf的值远大于相间电阻Rg, 因此根据公式 (3) , 影响角度δ的主要因素是电阻Rf而非Rg。所以, 在典型的BC-g故障中, 当Rf电阻值在零到无穷大之间变化时, δ的变化范围为0°～90°。
因此, 任意故障电阻值的A-g故障和相对低的电弧电阻值的BC-g故障的相区间为-30°～+30°, 而高阻抗Rf的BC-g故障的相区间为+30°～+90°。
各种故障类型的相区间如表2所示。
相区间2、4、6代表相间故障。如果δ位于其中一个区间, 可以立即确定相间故障的故障相。相区间1、3、5为重叠区域, 代表单相或相间故障。针对重叠区间需要测量单相阻抗和相间阻抗来区分故障类型并识别故障相位。考虑到相间故障的电弧电阻一直很低, 如果测得的相间阻抗超出3段距离继电器保护范围, 故障必定是同一相区间的单相接地故障;如果测得的相间阻抗位于3段距离继电器保护范围内, 并且测得的相阻抗超出3段距离继电器保护范围, 故障必定是同一相区间的相间故障;如果测量所得相间和相阻抗都位于3段距离继电器保护范围内, 必定存在电网振荡, 而非线路故障[9]。
2 故障选相流程分析
如果Z>代表测得的阻抗超出3段距离继电器保护范围, 而Z<表示测得的阻抗位于3段距离继电器保护范围内, 以区间1为例, 判断逻辑如下:
(1) 如果ZA>, 并且ZBC>, 确定为A相接地故障。
(2) 如果ZA<, 并且ZBC>, 确定为A相接地故障。
(3) 如果ZA>, 并且ZBC<, 确定为B、C相间接地故障。
(4) 如果ZA<, 并且ZBC<, 确定为电网振荡, 在200 ms内等待确认。
根据上面4个判断逻辑可以得到:
逻辑 (1) 和 (2) :如果ZBC很高, 例如ZBC超出3段距离继电器保护范围, 可以确定是A-g单相接地故障, 无论单相对地阻抗测量值ZA如何。
逻辑 (3) :如果相间阻抗ZBC低而单相阻抗高, 例如ZBC位于3段距离继电器保护范围内, 而ZA超出3段距离继电器保护范围, 则可以确定为相间接地故障BC-g。
逻辑 (4) :如果阻抗ZBC和ZA低, 例如ZBC和ZA都位于3段距离继电器保护范围内, 这可能是电网振荡加上不平衡故障的结果。在这种情况下, 当无故障相阻抗或者无故障相间阻抗轨迹振荡超出相应距离继电器的3段时, 可以确认故障类型和故障相位。根据多年的动态仿真实验和项目操作经验, 很长的等待时间并没有意义, 200 ms是比较合适的选择。
特高压和超高压输电线路保护的故障选相流程如图3所示。
3 仿真分析
为了验证所提出故障选相方法的有效性, 本研究利用RTDS对故障选相方案进行了仿真[10]。笔者在如图1所示的系统中建立了一些不同运行条件下的不平衡故障。参数系统阻抗比 (SIR) 定义如下:
系统阻抗比反映了系统等效阻抗和继电器保护范围阻抗的比值。本研究考虑到基于叠加序分量的故障相识别方案不受故障发生前负载电流的影响, 所以未考虑负荷角, 在下面的仿真中设定为10°～30°。使用基于叠加故障分量的全周期傅里叶变换分析法作为滤波算法, 以降低谐波和直流分量, 序分量相位角的提取需要20 ms的瞬变故障时间。根据下面的仿真测试, 实际角度δ可能落入故障发生后10 ms后的附近区间。
3.1 A-g与BC-g故障分析
在继电器M点进行测量, 输电线路末端出现电阻为50Ω的A-g故障与BC-g故障, 20 ms后的电流波形和δ轨迹如图4所示。
在A-g故障中, 作为单相接地故障, 根据公式 (2) , 角度δ应当接近于零。同时, 因为存在计算和其他误差, 可以看到A-g故障的相区间具有较宽的边际, 大约为60°。对于BC-g故障, 作为相间接地故障, 根据公式 (3) , 随着Rf值增大, δ变动的近似范围为0°～90°。
作为上述理论分析和数值仿真的必要补充, 系统对不同阻抗情况下的单相接地故障与相间接地故障的δ进行了数值计算, 计算结果如表3、表4所示。
从表3、表4中可以看出, 本研究提出的故障选相方案可以实现精确可靠的识别, 有足够的边际应对意外因素或计算误差, 即使系统在电网振荡时, 也可以实现可靠的故障相识别。
3.2 电网振荡时的RTDS仿真
为了验证在电网振荡时的故障相识别可靠性。以B-g故障为例, 相关仿真结果如下:
电流波形示意图如图5 (a) 所示, 振荡期大约为1 s, 角度δ位于正确的区间如图5 (c) 所示。同时, 笔者测定了故障后ZAC和ZB的分布, 相阻抗和相间阻抗分布如图5 (d) 所示。在故障发生时, 测得阻抗ZAC和ZB都位于相应距离继电器的3段内, 如果故障相未发生跳闸, 故障选相元件将继续按照如图3所示的步骤确认故障相。负序和零序电流波形示意图如图5 (b) 所示, δ轨迹示意图如图5 (c) 所示。
4 结束语
本研究针对500 k V, 400 km的输电线路提出了一种根据负序和零序故障电流的相位差进行故障选相方案, 用于超高压和特高压输电线路正常运行条件下和电网振荡条件下高电阻故障, 该方法能够可靠地给出故障的相区间, 并利用RTDS对提出的故障选相方案进行仿真, 仿真结果证明了提出的故障相位识别方案的可靠性。下一步将利用该方法研究不同的阻抗比对故障选相的影响, 并最终确定故障位置。
在实际的电力系统中, 输电线路往往会受到雷电的冲击、开关的倒闸操作等多种扰动, 这都会导致输电线路电流发生变化, 影响到输电线路故障定位的可靠性。所以在实际工作中, 需要针对多种扰动情况进行大量的研究和分析工作, 以提高输电线路故障定位的准确性。
摘要：为了实现超高压和特高压输电线路的故障快速诊断, 将序电流相位差技术应用到输电线路高阻抗故障选相中。开展了三相网络单相接地故障和相间接地故障分析, 通过零序和负序电流分量相位差对故障相区间进行了划分, 建立了序电流相位差、相阻抗、相间阻抗、3段距离继电器保护范围与故障类型、故障相别的关系;提出了一种以序电流相位差为判断依据的超高压和特高压输电线路高阻抗故障选相新方法;在500 kV, 400 km的输电线路上对该故障选相方案的精确性及可靠性进行了评价, 并进行了RTDS仿真测试。研究结果表明:该故障选相方案能够实现精确可靠的识别, 并有足够的边际应对意外因素或计算误差, 即使在电网振荡时, 也可以实现可靠的系统故障相识别。
关键词：输电线路,序电流相位差,超高压,特高压,故障选相,故障诊断
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